Die Windhöffigkeit ist die mittlere Windgeschwindigkeit eines Standortes. Sie ist ein Indikator für die Eignung eines Standorts zur Nutzung der Windkraft.

Der Standort zwischen Leerstetten, Großschwarzenlohe und Raubersried ist mit der Windhöffigkeit von 5,6 m/s in 160 m Höhe über Grund der schlechteste Standort aller 32 geplanten Vorranggebiete in der Region Nürnberg. In den meisten Bundesländern, z. B. Niedersachsen, gilt für den wirtschaftlichen Betrieb eines Windrades ein Grenzwert für die Windhöffigkeit von 7 m/s. Gegenüber einem Standort mit 7 m/s reduziert sich bei identischen Windrädern am Standort WK402 mit nur 5,6 m/s die Windradleistung um ca. 50 %.  Die Leistungskurve wird in diesem Diagramm veranschaulicht.

Förderung von Windrädern in Schwachwindgebieten:
Am geplanten Standort WK402 reicht der Erlös aus der Energieerzeugung nicht aus, um ohne Subventionen den Betrieb rentabel zu gestalten.

Die Daten aus dem Bayrischen Windatlas bescheinigen dem Standort WK402 eine Jahresleistung von nur ca. 80 Volllasttagen. Das ist die erwartete Erzeugungsleistung eines ganzen Jahres umgerechnet auf volle Tage. Rechnerisch steht die Anlage damit an 285 von 365 Tagen still (!) und produziert dann keinen Strom.

Um an Schwachwindstandorten den Investoren / Betreibern überhaupt einen annähernd rentablen Betrieb von Windrädern zu ermöglichen, hat die Bundesregierung in 2023 das Referenzertragsmodell im EEG 2023 §36h reformiert und höhere Korrekturfaktoren für Anlagenstandorte in Süddeutschland zum Ausgleich der Standortnachteile eingeführt.

Für das Jahr 2025 hat die Bundesnetzagentur für Bürgerenergieanlagen eine garantierte Einspeisevergütung von 7,35 ct/kWh festgelegt. Bei der für WK402 angegebenen Standortgüte 60% beträgt der Korrekturfaktor 1,42 und damit steigt die Vergütung um mehr als 3 ct/kWh auf 10,44 ct/kWh. Diese Vergütung wird dem Betreiber für eine Betriebszeit von 20 Jahren garantiert und führt zu einer aus Steuermitteln finanzierten Subvention von ca. 6,5 Millionen EUR je Windrad.

Stromgestehungskosten von Windkraftanlagen:
Häufig wird darauf hingewiesen, moderne Windkraftanlagen seien effizienter als ihre Vorgänger. Tatsächlich sind Windkraftanlagen für Schwachwindgebiete für die erhöhten Standortanforderungen mit speziellen Turbinen und größeren Bauhöhen ausgelegt. Aber diese Optimierungen führen zu deutlich höheren Stromgestehungskosten, die sich aus der Summe der Investitions-, der Betriebs- und der Finanzierungskosten ergeben. So gibt der „Erfahrungsbericht Kostensituation der Windenergie an Land Stand 2. Dezember 2024“ für ein Windrad an einem Standort mit 100% Standortgüte und einer Anlagenlaufzeit von 20 Jahren die mittleren Stromgestehungskosten mit ca. 6,2 ct/kWh an. 

Fazit: Bei Standorten mit niedrigerer Standortgüte sind die mittleren Stromgestehungskosten höher und steigen z.B. bei einem 60 % - Standort wie WK402 auf ca. 9,8 ct/kWh an. Die höheren Kosten beeinträchtigen die Wirtschaftlichkeit einer Windkraftanlage an einem Schwachwindstandort zusätzlich.

Unsere Frage: 
Ist diese Vorgehensweise volkswirtschaftlich sinnvoll?

Weitere Aspekte zum Betrieb von Windrädern in Schwachwindgebieten

Im Jahr 2024 wurden insgesamt EEG-Vergütungen an die Betreiber von Wind- und Solarparks in Höhe von rund 18,49 Milliarden Euro aus dem Bundeshaushalt finanziert (siehe Deutscher Bundestag, Drucksache 20/14522). Für 2025 rechnet der Bund mit rund 17 Milliarden für EEG Vergütungen.

Diese EEG Vergütungen, die durch den Bund und damit durch die Steuerzahler getragen werden, setzen sich im Wesentlichen aus folgenden 3 Positionen zusammen:

1. Marktprämie/Differenzkosten
Der größte Anteil der EEG-Vergütungen entsteht durch die Differenz zwischen der gesetzlich festgelegten und für 20 Jahre garantierten Einspeisevergütung für Anlagenbetreiber und dem durchschnittlichen an der Strombörse erzielten Strompreis. Wenn der Börsenstrompreis unter der den Betreibern von Photovoltaik- und Windenergieanlagen garantierten Vergütung liegt, gleicht der Bund diese Differenz aus.

Beispiel: Wenn ein Windkraftanlagen-Betreiber vom Staat eine garantierte Vergütung von 7 ct/kWh erhält und den erzeugten Strom für einen Börsenstrompreis von 5 ct/kWh anbieten muss, kostet das den Bundeshaushalt 2 ct/KWh.

2. Negative Strompreise
Negative Strompreise an der Strombörse entstehen, wenn die Stromproduktion größer ist als die Nachfrage. Damit der produzierte Strom in solchen Phasen angenommen wird, kostet er oft weniger als null Euro. Das bedeutet: Wer Strom kauft, bekommt Geld dafür, statt Geld zu bezahlen.

Da der Staat den Betreibern von Wind- und Solaranlagen für die Laufzeit der Anlagen die vereinbarte Einspeisevergütung garantiert, zahlt er diese Vergütungen bislang in der Regel auch dann, auch wenn der Strom keinen Erlös erzielt und subventioniert so die Betreiber von Wind- und Solaranlagen.

Beispiel: Wenn ein WIndkraftanlagen-Betreiber vom Staat 7 ct/kWh erhält und an der Strombörse seinen Strom für minus 5 ct/kWh anbieten muss, kostet das den Steuerzahler 12 ct/kWh.

Durch den starken Zubau neuer Wind- und Solarparks ist die Anzahl der Stunden mit negativen Preisen in den letzten Jahren stark gestiegen: von 69 Stunden in 2022 auf über 400 Stunden im 1. Halbjahr 2025.

In 2025 hat die Politik Maßnahmen ergriffen, um die Subventionen im Zusammenhang mit negativen Strompreisen zu reduzieren:

• Ab 20.02.2025 erhalten Betreiber von neuen Wind- und Solarparks keine Vergütung mehr für eingespeisten Strom während der Phasen mit negativen Strompreisen an der Strombörse 
• Zum 01.10.2025 wurde die Intervalldauer mit stabilem Strompreis an der Strombörse von 1 Stunde auf 15 Minuten verkürzt. Somit wird nicht nur einmal pro Stunde, sondern viermal pro Stunde der Strompreis neu festgelegt. Dadurch wird die Häufigkeit negativer Preise zusätzlich erhöht.

Beide Maßnahmen führen zu Einnahmeverlusten für Betreiber von Wind- und Solarparks. Dies wird insbesondere die Rentabilität von Windrädern in Schwachwindgebieten weiter verringern.

3. Redispatch
Das Stromnetz muss jederzeit im Gleichgewicht sein: Stromerzeugung und -verbrauch müssen sich exakt die Waage halten. Nur so bleibt die Netzfrequenz stabil bei 50 Hertz. Schon kleinste Abweichungen bei der Netzfrequenz können zu Störungen, im Extremfall bis zum Blackout, führen. Wenn also zu viel Strom eingespeist wird oder an anderer Stelle fehlt, müssen Netzbetreiber blitzschnell reagieren – zum Beispiel mit Redispatch-Maßnahmen.
Was passiert beim Redispatch: Wenn Netzbetreiber eine drohende Überlastung im Stromnetz erkennen, muss sofort die Einspeisung in die Stromnetze reduziert werden. Da konventionelle Kraftwerke nicht kurzfristig runter gefahren werden können, werden z.B. Windräder und / oder PV-Anlagen zur Stabilisierung des Stromnetzes abgeschaltet. Da der Staat den Betreibern von Wind- und Solaranlagen für die Laufzeit der Anlagen, in der Regel 20 Jahre, die vereinbarte Einspeisevergütung garantiert, zahlt er diese Vergütungen auch für Strom, der im Abschaltzeitraum nicht produziert wurde, aber hätte produziert werden können und subventioniert so die Betreiber von Wind- und Solaranlagen.

Aufgrund großer Engpässe im Verteilnetz der N-Ergie müssen Betreiber neu ans Netz gehender Windenergieanlagen die sogenannten „Flexiblen Netzanschlussvereinbarungen“ (FCA)“ akzeptieren. Die FCA bedeuten, dass Windräder von April bis September von 10 Uhr bis 16 Uhr pauschal nicht mehr ins Netz einspeisen dürfen. Auch diese Maßnahme wird die Rentabilität von Windrädern in Schwachwindgebieten weiter reduzieren. Windkraftbetreiber rechnen hier mit Ertragseinbußen von ca. 7,5% pro Jahr (siehe Schwabacher Tagblatt, 29.09.2025).

Unsere Frage:
Macht ein Windpark in einem Schwachwindgebiet Sinn?

Analyse eines unseres Erachtens typischen Modells einer Bürgerbeteiligung an einer Windkraftanlage finden Sie hier.